1、2022-6-4水淹机理水淹机理水淹层特征分析水淹层特征分析水淹识别技术研究水淹识别技术研究目目 录录1. 剩余油形成原因及水淹后油藏特征变化剩余油形成原因及水淹后油藏特征变化开发因素开发因素井网因素井网因素工作制度因素工作制度因素地质因素地质因素注采不连通（断层遮挡、透镜体、尖灭）注采不连通（断层遮挡、透镜体、尖灭）油水粘度比油水粘度比渗透性非均质性渗透性非均质性重力分异作用重力分异作用剩剩余余油油形形成成原原因因水淹机理水淹机理1. 含油饱和度降低，含水饱和度上升；2. 流体性质发生变化： （1）地层水性质发生变化； （2）原油性质发生变化，存在沥青质沉积现象；3. 地层的温度、压力发生变
2、化；4. 储层的物性发生变化；5. 微观孔隙结构发生变化；6. 润湿性及敏感性发生变化；7. 微粒迁移、粘土矿物转化导致岩石矿物成分发生变化，并导致储层密度发生变化；8. 储层的宏观及微观非均质性增强水水淹淹后后油油藏藏特特征征变变化化 水淹后储层泥质含量的变化（其它油田）水淹后储层泥质含量的变化（其它油田） 水淹后储层物性的变化水淹后储层物性的变化水淹状态水淹状态孔隙度孔隙度渗透率渗透率泥质含量泥质含量原始平均原始平均19.4104.7811.18未水淹层未水淹层16.2519.4712.3中水淹层中水淹层19.973.219.8强水淹层强水淹层25.3238.726.9 水驱岩石电阻率实验
3、分析水驱岩石电阻率实验分析 水驱水驱a、b、m、n值特征值特征 地层产水率与含水饱和度的关系地层产水率与含水饱和度的关系 混合液电阻率与岩石电阻率变化的关系混合液电阻率与岩石电阻率变化的关系 孔隙度变化规律孔隙度变化规律 渗透率变化规律渗透率变化规律2. 岩石物理特征变化机理岩石物理特征变化机理水驱岩石水驱岩石电阻率电阻率水淹层岩石物理体积模型水淹层岩石物理体积模型 nmSRbaRww(o)t原始原始水淹层水淹层w11wz(w)tnmSRbaR理论上淡水驱油过程中油层电阻率变化理论上淡水驱油过程中油层电阻率变化多矿化度水驱实验岩石多矿化度水驱实验岩石电性变化特征电性变化特征 两种溶液电阻率相差
4、不大时，电阻率单调下降低；两种溶液电阻率相差不大时，电阻率单调下降低；两种溶液电阻率相差中等时，含水饱和度达到一定程度后，电阻率变化比两种溶液电阻率相差中等时，含水饱和度达到一定程度后，电阻率变化比较平缓，有略微上升的趋势；较平缓，有略微上升的趋势；两种溶液电阻率相差较大时，电阻率呈现两种溶液电阻率相差较大时，电阻率呈现“U”形变化形变化双河油田双河油田CL：1320-1380江河油田江河油田CL：1500-1700下二门油田下二门油田CL：230-320A A区：区：电阻率单调下降区，多块电阻率单调下降区，多块岩石样品实验表明：含水饱和岩石样品实验表明：含水饱和度低于度低于50%时电阻率显著
5、降低；时电阻率显著降低；B B区：区：电阻率平缓下降区，与储电阻率平缓下降区，与储层含水饱和度关系不敏感，含层含水饱和度关系不敏感，含水饱和度在水饱和度在50-70%50-70%之间之间C C区：区：电阻率平缓下降、抬升区，电阻率平缓下降、抬升区，电阻率变化缓慢，部分样品略电阻率变化缓慢，部分样品略有抬升，含水饱和度大于有抬升，含水饱和度大于70%70%以以后后原始地层水原始地层水3000 ppmABC饱和度参数饱和度参数a a、mm、b b、n n实实 验验 数数据据 来来 源源a、m参数参数b、n参数参数am相关相关系数系数R样品样品点数点数Nbn相关相关系数系数R样品样品点数点数N水驱前
6、实验数据水驱前实验数据1.0931.4600.897161.0221.6100.987131水驱水驱10倍实验数据倍实验数据1.0801.4630.895161.0271.6360.990131水驱水驱30倍实验数据倍实验数据1.0381.4820.905161.0321.6620.987131水驱水驱50倍实验数据倍实验数据0.9991.4960.912161.0331.6800.988131所有水驱实验数据所有水驱实验数据1.0481.4770.902641.0281.6510.9935241 1、a a和和m m的关系最为密切，不论在任何情况的关系最为密切，不论在任何情况下，只要下，只要
7、a a值大，值大，m m值就小；值就小；a a值小，值小，m m值就值就大。大。a a是是m m的函数。的函数。2 2、在、在a a、m m、b b、n n值中，值中，b b值的变化范围最值的变化范围最小，一般接近小，一般接近1.01.0；n n值的变化范围总是值的变化范围总是m m比比值变化范围小。在水驱实验中，值变化范围小。在水驱实验中，b b和和n n的关的关系最为密切，系最为密切，n n是是b b的函数。的函数。3 3、水驱实验结果表明，随水驱程度的增加，、水驱实验结果表明，随水驱程度的增加，a a值逐渐值逐渐减小，而减小，而m m、n n、b b值逐渐增大。岩心的胶结指数值逐渐增大。
8、岩心的胶结指数m m、饱、饱和度指数和度指数n n随注水的加大而增大，并趋近随注水的加大而增大，并趋近2 2，这是由于，这是由于注水造成岩心中泥质的减小，岩心纯度增高，因而注注水造成岩心中泥质的减小，岩心纯度增高，因而注水程度越高，水程度越高，m m、n n值越趋近于值越趋近于2 2。4 4、在南阳油田，无论是岩性、沉积环境还是水淹程度、在南阳油田，无论是岩性、沉积环境还是水淹程度等如何变化，等如何变化，a a、m m、b b、n n值的变化总是服从一定的规值的变化总是服从一定的规律性。在南阳油田，地层剩余油饱和度精度允许条件律性。在南阳油田，地层剩余油饱和度精度允许条件下，下，a a、m m
9、、b b、n n值可以选取：值可以选取：a=1.0486a=1.0486；m m1.47731.4773b=1.0281b=1.0281；n=1.6511n=1.6511地层产水率与含水饱和度地层产水率与含水饱和度的关系的关系 FwFwSwmSwm关系关系FwFwSwSw关系关系1 1、高含水阶段地层产水率与含水饱和度相关性变差、高含水阶段地层产水率与含水饱和度相关性变差2 2、产水率高于、产水率高于8080以后，含水饱和度与产水率的关系好以后，含水饱和度与产水率的关系好于可动水饱和度与产水率的关系于可动水饱和度与产水率的关系1 0 .0 01 0 0 .0 01 0 0 0 .0 0R tc
10、1 .0 01 0 .0 01 0 0 .0 0R w z注入水矿化度为5 0 0 m g /l注入水矿化度为2 0 00 m g /l1 .0 01 0 .0 01 0 0 .0 0R tc0 .1 01 .0 01 0 .0 0R w z注入水矿化度为5000m g/l注入水矿化度为750010000m g/l5 .0 01 0 .0 01 5 .0 02 0 .0 02 5 .0 03 0 .0 0R tc0 .2 00 .4 00 .6 00 .8 01 .0 01 .2 0R w z注入水矿化度高与原生水矿化度淡水注入淡水注入相对低矿化度水注入相对低矿化度水注入高矿化度水注入高矿化度
11、水注入储层岩石整体电阻率的变化，在不同的注入情况下与混合液电阻率具有良好的对应关系，因此可以利用储层的电阻率建立混合液电阻率的求取模型。 混合液电阻率与岩石电阻率混合液电阻率与岩石电阻率变化的关系变化的关系水淹层水淹层孔隙度孔隙度变化规律变化规律序序号号井号井号编编号号孔隙孔隙度度1010101030303030505050501双双6-1276-12718185 516.3216.320.230.231.4091.4090.510.513.1253.1250.740.744.5344.534218189 913.1813.180.180.181.3661.3660.430.433.2633.
12、2630.610.614.6284.628319199 914.7214.720.230.231.5631.5630.410.412.7852.7850.710.714.8234.823422225 518.3718.370.270.271.4701.4700.340.341.8511.8510.720.723.9193.9195双双H6-147H6-14727277 720.5520.550.510.512.4822.4820.530.532.5792.5790.930.934.5264.5266双双H6-147H6-14730301 116.7016.700.230.231.3771.37
13、70.570.573.4133.4130.720.724.3114.3117双双H14529293 319.9919.990.200.201.0011.0010.460.462.3012.3010.660.663.3023.302830300 08.208.200.210.212.5612.5610.230.232.8052.8050.440.445.3665.366931317 711.8611.860.230.231.9391.9390.480.484.0474.0470.720.726.0716.0711032329 926.1326.130.320.321.2251.2250.650.
14、652.4882.4880.990.993.7893.7891133331 120.8020.800.320.321.5381.5380.640.643.0773.0770.870.874.1834.18312双双H455H45538385 512.3512.350.150.151.2151.2150.400.403.2393.2390.660.665.3445.3441341416 615.6115.610.070.070.4480.4480.350.352.2422.2420.550.553.5233.52314双双H208H20850506 620.8020.800.290.291.39
15、41.3940.710.713.4133.4130.840.844.0384.03815新新S217S21757573 324.9324.930.290.291.1631.1630.360.361.4441.4440.650.652.6072.6071659590 016.2916.290.330.332.0262.0260.560.563.4383.4380.900.905.5255.52517K4109K410920203 33.573.570.140.143.9553.9550.210.215.8825.8820.290.298.1238.123水驱倍数越大（即水淹程度越强），岩心孔隙度
16、增水驱倍数越大（即水淹程度越强），岩心孔隙度增大率就越大。其中孔隙度增大的最大绝对值为大率就越大。其中孔隙度增大的最大绝对值为0.99%0.99%，而最大相对增大率为而最大相对增大率为8.12%8.12%。 储层物性差、岩心孔隙度小的储层，水淹之后，虽然其孔隙度相对增大率大，但是其绝对增大值变化不大，即孔隙度变化不大储层物性较好、岩心孔隙度属于中至大的储层，水淹之后其孔隙度绝对和相对增大率均较高，即孔隙度变化明显水淹层水淹层渗透率渗透率变化规律变化规律序序号号井号井号编编号号渗透率渗透率10-3m2 10-3m2% % 10-3m2% % 10-3m2% %1双双6-1276-12718518
17、5600.79600.7940.0740.076.6706.670116.2116.219.3419.34138.9138.923.1123.112189189253.07253.0720.7020.708.1808.18033.1433.1413.1013.1043.7743.7717.3017.30319919951.13051.1305.1105.1109.9949.99459.8759.87117.1117.162.0562.05121.4121.44225225753.95753.9535.4035.404.6954.695148.3148.319.6719.67166.6166.6
18、22.0922.095双双H6-147H6-147277277169.88169.886.9906.9904.1154.11525.6725.6715.1115.1136.2336.2321.3321.336双双H6-147H6-147301301767.39767.3936.7336.734.7864.78671.1571.159.2729.27294.0094.0012.2512.257双双H145293293566.67566.6736.6636.666.4696.46958.9958.9910.4110.4187.5687.5615.4515.45830030032.17032.170
19、2.2202.2206.9016.9015.7605.76017.9117.918.6608.66026.9226.92931731731.72031.7203.1703.1709.9949.9945.6605.66017.8417.848.5008.50026.8026.8010329329178.43178.4317.8517.8510.0010.0027.4727.4715.4015.4039.0739.0721.9021.9011331331660.98660.9836.1036.105.4625.46268.8168.8110.4110.41118.8118.817.9717.971
20、2双双H455H455385385144.03144.0310.4010.407.2217.22126.2526.2518.2318.2337.6737.6726.1526.151341641624.29024.2901.4301.4305.8875.8872.1002.1008.658.654.0404.04016.6316.6314双双H208H20850650682.50082.5004.2504.2505.1525.1529.3309.33011.3111.3117.3117.3120.9820.9815新新S217S2175735731232.01232.043.2043.203.5
21、063.506117.7117.79.5559.555167.8167.813.6213.6216590590356.91356.9125.6925.697.1987.19854.9554.9515.4015.4075.5175.5121.1621.1617K4109K41092032030.09000.09000.0100.01011.1111.110.0500.05055.5655.560.0700.07077.7877.78水驱倍数越大（即水淹程度越强），岩心渗透率增水驱倍数越大（即水淹程度越强），岩心渗透率增大率就越大。大率就越大。其中渗透率增大的最大绝对值为其中渗透率增大的最大绝对值
22、为167.8,167.8,而最大相对增大率为而最大相对增大率为121.4%121.4% 储层物性差的储层，因岩心渗透性差，所以，水淹之后虽然其渗透率相对增大率大，但是其绝对增大值变化不大，即渗透率变化不大 储层物性好的储层，水淹之后其渗透率绝对和相对增大率均较高，即渗透率变化明显 水淹机理水淹机理水淹层特征分析水淹层特征分析水淹识别技术研究水淹识别技术研究目目 录录自然电位/mv -70 -20 自然伽马/API 30 150 解释结论 浅侧向/m 0.5 50 深侧向/m 0.5 50 中子/% 86 -14 密度/g/cm3 1.2 2.8 声波/s/ft 180 40 深 度(m) 自然
23、电位/mv 20 45 自然伽马/API 30 150 解释结论 浅侧向/m 0.5 50 深侧向/m 0.5 50 中子/% 86 -14 密度/g/cm3 1.2 2.8 声波/s/ft 180 40 20278027902800281028202830284020水淹层特征分析水淹层特征分析油层水淹后油层水淹后电阻率显著降低电阻率显著降低30m小于小于20m深 度 (m) 井径 /cm 15 65 自然伽马/API 20 170 自然电位/mv -45 5 解释结论 微球/m 0.8 80 浅侧向/m 0.8 80 深侧向/m 0.8 80 声波时差/s/ft 180 40 中子 86
24、-14 密度/g/cm3 1.2 2.8 3770378037903810616364油层水淹后电阻率出现油层水淹后电阻率出现平直甚至平直甚至“内凹内凹”特征特征油层水淹后油层水淹后电阻率出现电阻率出现“内凹内凹”特征特征深 度(m) 井径 /cm 18 68 自然伽马/API 20 170 自然电位/mv -135 -35 解释结论 微球/m 1 100 浅侧向/m 1 100 深侧向/m 1 100 声波时差/s/ft 180 40 中子 86 -14 密度/g/cm3 1.2 2.8 34603470348034903739油层水淹后油层水淹后电阻率出现电阻率出现“增阻侵入增阻侵入”特征
25、特征深 度 (m) 井径 /cm 18 68 自然伽马/API 30 130 自然电位/mv -65 -15 解释结论 浅侧向/m 1 40 深侧向/m 1 40 声波时差/s/ft 180 40 中子 86 -14 密度/g/cm3 1.2 2.8 340034103420343030A30B3132油层水淹后油层水淹后自然电位基线发生偏移自然电位基线发生偏移深 度 (m) 井径 /cm 18 68 自然伽马/API 20 170 自然电位/mv -40 -15 解释结论 浅侧向/m 1 100 深侧向/m 1 100 声波时差/s/ft 180 40 中子 86 -14 密度/g/cm3
26、1.2 2.8 35503560357035803590360036103620434446485051油层水淹后油层水淹后自然电位负异常幅度降低自然电位负异常幅度降低深 度 (m) 井径 /cm 15 65 自然伽马/API 20 170 自然电位/mv -45 5 解释结论 微球/m 0.8 80 浅侧向/m 0.8 80 深侧向/m 0.8 80 声波时差/s/ft 180 40 中子 86 -14 密度/g/cm3 1.2 2.8 369037003710372038404155RFT0.88油层水淹后油层水淹后自然电位负异常幅度增大自然电位负异常幅度增大深 度 (m) 井径 /cm
27、18 65 自然伽马/API 20 170 自然电位/mv 30 80 解释结论 浅侧向/m 0.7 70 深侧向/m 0.7 70 声波时差/s/ft 180 40 中子 86 -14 密度/g/cm3 1.2 2.8 375037603770378037903810697274RFT0.77油层水淹后油层水淹后自然电位无幅度或者正异常自然电位无幅度或者正异常储层水淹后储层水淹后声波时差增大声波时差增大 柳19-21井 柳侧19-21井自然电位/mv -70 -20 自然伽马/API 30 150 解释结论 浅侧向/m 0.5 50 深侧向/m 0.5 50 中子/% 86 -14 密度/g
28、/cm3 1.2 2.8 声波/s/ft 180 40 深 度(m) 自然电位/mv 20 45 自然伽马/API 30 150 解释结论 浅侧向/m 0.5 50 深侧向/m 0.5 50 中子/% 86 -14 密度/g/cm3 1.2 2.8 声波/s/ft 180 40 19274027502760277027802790280019声波时差增大声波时差增大43 m ms/m厚度较大的油层容易水淹厚度较大的油层容易水淹深 度(m) 井径 /cm 18 65 自然伽马/API 20 170 自然电位/mv 30 80 解释结论 浅侧向/m 0.7 70 深侧向/m 0.7 70 声波时差
29、/s/ft 180 40 中子 86 -14 密度/g/cm3 1.2 2.8 3710372037303740375037603770378053565859A 59B626364676972储层厚度储层厚度5.2米米储层厚度储层厚度3.6米米电阻率特征电阻率特征电阻率值显著降低（电阻率值显著降低（83%)；曲线曲线形态不饱满，表现出平直甚至内凹（陷）的特征形态不饱满，表现出平直甚至内凹（陷）的特征（42%) ；表现出增阻侵入特征（表现出增阻侵入特征（35%35%）；）；自然电位特征自然电位特征自然电位基线发生偏移（自然电位基线发生偏移（39%）；）；自然电位负异常幅度降低或增大；自然电位负
30、异常幅度降低或增大；高压层自然电位出现无幅度甚至正异常现象；高压层自然电位出现无幅度甚至正异常现象；测井响应特征测井响应特征声波曲线特征声波曲线特征声波曲线测井值增大；声波曲线测井值增大；其它特征其它特征 厚度特征厚度特征 厚度越大，水淹程度越强厚度越大，水淹程度越强； 压力特征压力特征 高压层高压层原因：超高压注水开发方式下所导致的压力升高；原因：超高压注水开发方式下所导致的压力升高； 低压层低压层原因：注采关系、井网配置不合理，注入能量补充不上造成储层亏空，已动用层压力降低原因：注采关系、井网配置不合理，注入能量补充不上造成储层亏空，已动用层压力降低 钻井特征钻井特征 井涌井涌原因：高压水
31、淹所导致的钻井液上涌原因：高压水淹所导致的钻井液上涌 井漏井漏原因：已动用层压力低所导致的钻井液漏失原因：已动用层压力低所导致的钻井液漏失 井壁取心、录井显示及岩心描述特征井壁取心、录井显示及岩心描述特征 含油不饱满，具明显水洗特征含油不饱满，具明显水洗特征水淹机理水淹机理水淹层特征分析水淹层特征分析水淹识别技术研究水淹识别技术研究目目 录录水淹层识别技术研究水淹层识别技术研究定性定性识别技术研究识别技术研究定量定量识别技术研究识别技术研究1）、 RD与RD-RS交绘图识别水淹层 随着油层水淹强度增加，电阻率数值降低是油层水淹的显著特点，同时，不同级别的水淹电阻率数值也存在差异。 RD-RS的
32、数值显示，样本点大部分为正值，小部分为负值，为中水淹点；表明用侧向负差异（增阻侵入）识别水淹层，少部分地方有效。 2）、 RD与电阻率增大倍数交绘图识别水淹层 随着油层的水淹级别增加，电阻率增大倍数的减小，不同级别的水淹电阻率增大倍数差异更为明显。3）、 POR_ac与POR_cnl交绘识别水淹层 该图的右上角，POR_ac大于16%，POR_cnl大于16%区，POR_ac与POR_cnl数值非常接近，物性最好，为明显水淹区；说明POR_AC-POR_CNL交绘法，在物性好的地方效果明显。同时这也说明另一个问题，物性好的油层易水淹。 4 4）、）、 自然电位异常识别水淹层自然电位异常识别水淹
33、层 典型特征： 基线偏移；原因：层间非均质性导致不同层段动用不均衡，水淹级别不同的层段其地层水矿化度不同。其它特征：（1）负异常幅度降低；原因：水淹后混合水矿化度降低。（2）出现无幅度甚至正异常现象；原因：高压层导致地层到井筒的流体流动所产生的流动电位。（3）负异常幅度增大；原因：地层压力降低，低压层导致井筒到地层的流体流动所产生的流动电位。 5700成像测井资料在剩余油描述中的应用利用利用TBRTTBRT电阻率进行薄互层解释，寻找薄油层电阻率进行薄互层解释，寻找薄油层 薄互层解释，薄互层解释，寻找薄油层寻找薄油层TBRTRT利用薄层电阻率测井进行水淹层精细解释和层内细分利用薄层电阻率测井进行
34、水淹层精细解释和层内细分底部水淹顶部水淹TBRTRT125700成像测井资料在剩余油描述中的应用和微球电阻率结合指示薄层可动油气和微球电阻率结合指示薄层可动油气5700成像测井资料在剩余油描述中的应用利用高分辨率感应测井侵入特征定性识别油水层5700成像测井资料在剩余油描述中的应用利用高分辨感应测井精细评价水淹层利用高分辨感应测井精细评价水淹层 1英尺高分辨英尺高分辨率感应电阻率率感应电阻率双侧向电阻率双侧向电阻率底部水淹顶部水淹5700成像测井资料在剩余油描述中的应用利用高分辨率感应测井定量分析油层可动油饱和度利用高分辨率感应测井定量分析油层可动油饱和度 4英尺英尺6条不条不同探测深度同探测
35、深度感应电阻率感应电阻率曲线曲线6条不同探条不同探测深度含水测深度含水饱和度曲线饱和度曲线5700成像测井资料在剩余油描述中的应用南南8080利用高分辨率感应测井进行薄互层分析利用高分辨率感应测井进行薄互层分析日产油日产油1.4吨吨5700成像测井资料在剩余油描述中的应用双双K2104井井MREX计算水淹层剩余油饱和度计算水淹层剩余油饱和度 成果图成果图5700成像测井资料在剩余油描述中的应用赵51井油层识别实例目前捞油初产目前捞油初产1吨日，不吨日，不含水含水5700成像测井资料在剩余油描述中的应用下T7-372井油层识别实例日产油日产油11.8方水方水2.7方方5700成像测井资料在剩余油
36、描述中的应用水淹层识别技术水淹层识别技术定性定性识别技术研究识别技术研究定量定量识别技术研究识别技术研究孔隙度模型孔隙度模型渗透率模型渗透率模型泥质含量模型泥质含量模型饱和度模型饱和度模型水淹层的定量评价主要是在各类储层参数模型建立水淹层的定量评价主要是在各类储层参数模型建立的基础上，配以模型中各参数的合理选取，实现对的基础上，配以模型中各参数的合理选取，实现对水淹储层各参数的定量计算水淹储层各参数的定量计算束缚水饱和度方程束缚水饱和度方程残余油饱和度残余油饱和度方程方程产水率模型产水率模型 孔隙度模型孔隙度模型XX区块：区块：-34.7498-34.74980.20320.2032t t X
37、X区块：区块：纯砂岩纯砂岩 粉细砂岩粉细砂岩-35.3224-35.32240.20520.2052t t shVt1386. 016399.921401. 0 渗透率模型渗透率模型XX区块：区块：XX区块：区块：LogKLogK=0.009347=0.0093472 2-0.02074-0.5566-0.02074-0.5566 LogKLogK=-2.4026+0.2267=-2.4026+0.2267 泥质含量模型泥质含量模型XX区块：区块：XX区块：区块：VshVsh=2.65053(26.7104=2.65053(26.7104lgGRlgGR) ) 1212GCURGRGCURsh
38、VminmaxminGRGRGRGRGR 含水饱和度模型含水饱和度模型ntmwwRabRS/1传统的阿尔奇公式计算储层含水饱和度；传统的阿尔奇公式计算储层含水饱和度；公式中参数公式中参数m、n不仅与岩石的岩性有关，而且与储层中流不仅与岩石的岩性有关，而且与储层中流体矿化度有很大的联系；体矿化度有很大的联系；式中式中Rw是储层水淹后，混合液的电阻率，这是比较难确定是储层水淹后，混合液的电阻率，这是比较难确定的参数的参数3 32 2-0.4716-0.4716混合液电阻率的选取混合液电阻率的选取原始地层水：原始地层水：3000-5500ppm3000-5500ppm，水型为，水型为NaHCONaH
39、CO3 3 由于由于污水回注污水回注，混合液矿化度：，混合液矿化度：18001800-2800ppm-2800ppm。 研究区地表温度约为研究区地表温度约为1212； 地温梯度约为地温梯度约为2.9/100m2.9/100m； 目的层埋深目的层埋深3200-36003200-3600米；米； 利用图版法，换算地层水（混合利用图版法，换算地层水（混合液）电阻率液）电阻率RwzRwz为为0.80.80.9.m0.9.m。混合液电阻率的选取混合液电阻率的选取RTRRMWWZW11XOmfmfXOMRaRRRaR)1 (RTRTRRRTRWMWMWZ混合液电阻率的选取混合液电阻率的选取y = 45.2
40、78e-0.0028xR = 0.725701020304050600.050.0100.0150.0200.0渗透率（10-3m2）束缚水饱和度（%）y = 0.5869x2 - 22.139x + 243.4R = 0.5612010203040506010.015.020.025.0孔隙度（%）束缚水饱和度（%）020406080100050100岩芯分析（束缚水%）模型计算（束缚水%）SwiSwi=0.4029=0.4029* *PORPOR2 2-15.1984-15.1984* *POR+36.53POR+36.53* *e e-0.0028-0.0028* *PermPerm+1
41、47.8065+147.8065 1010个样本个样本, ,复相关系数为复相关系数为.94.94，平均相对误差为，平均相对误差为1.65%1.65% y = 48.267e-0.0049xR = 0.60740102030405060020406080渗透率（10-3m2）束缚水（%）y = 0.2416x2 - 9.5709x + 126.23R = 0.5972010203040506005101520孔隙度（%）束缚水饱和度（%）020406080100020406080100岩芯分析（束缚水饱和度%）模型分析（束缚水饱和度%）SwiSwi=0.1586=0.1586* *PORPOR2
42、 2-6.2823-6.2823* *POR+29.83POR+29.83* *e e-0.0049-0.0049* *PermPerm+71.73+71.73 1111个样本，复相关系数为个样本，复相关系数为0.770.77，平均相对误差为，平均相对误差为3.42%3.42% 束缚水饱和度模型束缚水饱和度模型SorSor=0.1853=0.1853* *PORPOR2 2-7.9016-7.9016* *POR+36.53POR+36.53* * Perm Perm-0.1081-0.1081+101.091+101.0911010个样本个样本，复相关系数为复相关系数为0.7280.728，
43、平均相对误差为，平均相对误差为3.12% 3.12% SorSor=0.2489=0.2489* *PORPOR2 2-8.1878-8.1878* *POR+22.0267POR+22.0267* * e e-0.0044-0.0044* *permperm+75.54+75.54 1111个个样本，样本，复相关系数为复相关系数为0.9240.924，平均相对误差为，平均相对误差为1.21%1.21% y = 51.886x-0.1081R = 0.6714010203040500.050.0100.0150.0200.0渗透率（10-3m2）残余油饱和度（%）y = 0.2493x2 -
44、10.629x +143.75R = 0.57372025303540455010.015.020.025.0孔隙度（%）残余油饱和度（%）01020304050607080901000 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100岩芯分析（残余油饱和度%）模型分析（残余油饱和度%）y = 34.363e-0.0044xR = 0.7015010203040020406080渗透率（10-3m2）残余油饱和度（%）y = 0.3663x2 - 12.048x + 125.02R = 0.704420253035401012141618孔隙度（%）残余油饱和度（%）0102030
45、405001020304050岩芯分析（残余油饱和度%）模型分析（残余油饱和度%）残余油饱和度模型残余油饱和度模型序号 孔隙度 （%） 渗透率 （10-3m2） 束缚水饱和度 （%） 残余油饱和度 （%） 孔渗比 （小数） 1 13.62 2.28 46.00 27.50 0.17 2 16.57 2.99 43.10 22.83 0.18 3 14.01 3.71 50.70 30.10 0.26 4 12.49 3.96 49.00 33.90 0.32 5 13.80 8.10 44.00 32.00 0.59 6 12.89 11.12 45.00 34.20 0.86 7 15.02
46、 19.24 45.70 31.30 1.28 8 16.87 22.78 40.50 31.10 1.35 9 17.67 38.91 35.90 46.00 2.20 10 13.23 29.55 36.00 25.00 2.23 11 17.50 44.18 38.20 32.50 2.52 12 15.75 39.93 37.50 31.50 2.54 13 12.23 32.35 35.00 25.00 2.65 14 11.12 36.99 30.00 39.00 3.33 15 15.20 52.85 38.50 27.00 3.48 16 17.02 63.30 37.00 3
47、4.50 3.72 17 14.53 58.12 37.00 15.70 4.00 18 20.20 103.41 35.00 29.40 5.12 19 13.84 72.63 35.00 29.40 5.25 20 16.61 102.32 31.30 31.20 6.16 21 16.41 145.71 32.00 35.60 8.88 当当Perm/PorPerm/Por比值小于比值小于1 1时，束缚时，束缚水饱和度集中在水饱和度集中在45%45%左右，残余左右，残余油饱和度为集中在油饱和度为集中在32%32%左右；左右； 当当Perm/PorPerm/Por比值为比值为1 12 2时
48、，束时，束缚水饱和度集中在缚水饱和度集中在38%38%左右，残左右，残余油饱和度为集中在余油饱和度为集中在31%31%左右；左右； 当当Perm/PorPerm/Por比值为比值为3 34 4时，束时，束缚水饱和度集中在缚水饱和度集中在37%37%左右，残左右，残余油饱和度为集中在余油饱和度为集中在30%30%左右；左右； 当当Perm/PorPerm/Por比值大于比值大于5 5时，束缚时，束缚水饱和度集中在水饱和度集中在33%33%左右，残余左右，残余油饱和度为集中在油饱和度为集中在29%29%左右。左右。 产水率产水率模型模型y = 0 . 3 2 2 8 x0 . 7 7 7 1R2
49、= 0 . 9 200 . 10 . 20 . 30 . 40 . 50 . 0 0 0 00 . 2 0 0 00 . 4 0 0 00 . 6 0 0 00 . 8 0 0 01 . 0 0 0 0S ( 小 数 )Krw(小数)y = 0 . 5 1 0 1 x3 + 0 . 4 1 6 7 x2 + 0 . 0 3 2 5 x + 0 . 0 0 1 8R2 = 0 . 8 9 0 200 . 20 . 40 . 60 . 810 . 0 0 0 00 . 2 0 0 00 . 4 0 0 00 . 6 0 0 00 . 8 0 0 01 . 0 0 0 0P （ 小 数 ）Kro（小
50、数）水相水相渗透率渗透率油相油相渗透率渗透率Fw=1/(1 + KroFw=1/(1 + Kro * *m mO/ KrwO/ Krw * *m mw)w) 水淹级别的划分水淹级别的划分水淹级别水淹级别水淹程度水淹程度产水率产水率油层油层(未水淹未水淹)80%产水率与含水饱和度产水率与含水饱和度油油 层：层： Sw36%弱水淹：弱水淹： 36%Sw47%中水淹：中水淹： 47%Sw58%水淹层精细评价基本流程水淹层精细评价基本流程水淹层定量处理水淹层定量处理解释解释资料收集及资料资料收集及资料初步分析初步分析油层水淹可能性油层水淹可能性分析分析水淹级别划分水淹级别划分提交解释成果提交解释成果水
